Cepsa ha dado a conocer sus resultados del primer trimestre, que reflejan, en general, una mejora de las cifras, pese al fuerte abaratamiento del precio del gas (algo que también ha notado Repsol) y al impuestazo energético (cuyo impacto ha sido algo menor que en otros periodos), mientras los precios del crudo se han mantenido bastante estables. De hecho, se ha quedado cerca de volver a beneficio… pero ojo, porque crece la deuda.
Esta petrolera es propiedad en un 61,5% del fondo soberano de Abu Dabi -Mubadala- y en un 38,5% del fondo de inversión estadounidense The Carlyle Group. Esto conviene recordarlo y más tras las últimas novedades en el sector energético español: se ha conocido el interés de Taqa, una energética de Abu Dabi, por entrar en Naturgy a través de una OPA que es difícil… también por razones culturales, aunque estaría dispuesta a aceptar un pacto parasocial para que la gestión se mantuviera en manos de Criteria Caixa.
Tras la venta de los activos de Exploración y Producción de Colombia, si obtiene la aprobación regulatoria, Cepsa mantendrá como los principales activos del negocio de upstream los que tiene en Perú, Surinam y Argelia
Volvamos a Cepsa y a sus resultados. La petrolera ha logrado reducir sus pérdidas netas un 97%, pasando de -297 millones en el primer trimestre de 2023 a -8 millones, según las Normas Internacionales de Información Financiera (IFRS, por sus siglas en inglés). Por su parte, el resultado neto en bases Clean CCS (sin el efecto de los extraordinarios y los inventarios) ha crecido un 28%, pasando de 176 millones a 226 millones, algo que la compañía considera “un sólido aumento incluso sin la contribución de Abu Dabi, favorecido por el robusto entorno de refino” (mejores márgenes) y la mayor producción. Recuerden que la petrolera vendió sus activos de Exploración y Producción (upstream en el argot petrolero) de Abu Dabi en marzo del año pasado, los cuales representaban el 50% de dicho negocio. Ahora ha anunciado que vende los activos de Exploración y Producción de Colombia, que aportaban mucho menos que los de Abu Dabi, y entre los que destacaban el campo de producción de Caracara, así como el de Llanos 22. Tras esta nueva venta, si obtiene la aprobación regulatoria, Cepsa mantendrá como los principales activos del negocio de upstream los que tiene en Perú, Surinam y Argelia.
La petrolera que tiene como CEO al neerlandés Maarten Wetselaar ha sufrido un menor impacto del famoso impuestazo energético (que grava el 1,2% de las ventas de las compañías energéticas que facturan más de 1.000 millones anuales) que el que se vio en los resultados anuales de 2023. Por dicho tributo pagó 122 millones el pasado febrero, correspondientes al primer tramo. Por ello, cabe señalar que habrá un segundo tramo de la misma cuantía, por lo que pagará 244 millones en el conjunto del año, siendo mucho menor el lastre en el resultado bruto de explotación (ebitda) que el registrado en 2023 -cuando abonó 323 millones de impuestazo-. Wetselaar ha destacado que “Cepsa ha alcanzado nuevos hitos clave en su proceso de transformación, respaldada por unos sólidos resultados financieros a pesar del impacto continuado del impuesto extraordinario sobre las empresas energéticas, mal diseñado en España”. Además, de dicho tributo, la compañía ha pagado otros impuestos, ascendiendo su contribución fiscal a 872 millones entre enero y marzo, de los que 460 millones fueron soportados y 412 millones recaudados por cuenta de Hacienda en el país.
Por su parte, el ebitda en bases Clean CCS ha descendido un 5%, a 583 millones, a pesar de no tener la contribución de los activos de upstream de Abu Dabi. Esto último sí se ha notado en el ebitda del negocio de Exploración y Producción, que ha pasado de 310 millones a 73 millones, a pesar de la mejora de la producción por la reincorporación de RKF a principios de año y el buen comportamiento del yacimiento de Ourhourd, así como por unos precios del crudo bastante estables, pese a las tensiones crecientes debido a la crisis del mar Rojo y al conflicto en Gaza. El negocio de Química tuvo una menor aportación que el de upstream (70 millones), aunque ligeramente mayor a la de hace un año (64 millones) por la fuerte recuperación de los volúmenes en Europa, el mayor rendimiento de la acetona, el buen comportamiento del LAB y las mayores ventas. Claro que entre los negocios, destaca el ebitda del negocio Energía (Energy Parks, Commercial & Clean Energies y Mobility & New Commerce), que se ha disparado un 125%, pasando de 211 millones a 477 millones, gracias a los sólidos márgenes de refino y la mayor producción, mientras las ventas comerciales se han mantenido en un nivel similar al de hace un año.
El flujo de caja operativo (el obtenido del negocio recurrente) ha ascendido a 318 millones, frente al de 274 millones del primer trimestre de 2023, reflejando la buena generación de caja de la petrolera incluso sin la contribución de los activos de Abu Dabi. Por su parte, el flujo de caja libre (el que tiene en cuenta desinversiones y otros aspectos y se contabiliza de forma distinta al operativo) se ha desplomado un 91%, pasando de 1.126 millones a 100 millones, precisamente por el adiós al upstream en Abu Dabi, aunque la liquidez ha ascendido a 4.565 millones (+7%). Al mismo tiempo, la petrolera ha realizado unas inversiones de capital de 217 millones, de las que el 46% han ido a parar a proyectos sostenibles alineadas con la estrategia ‘Positive Motion’), como el inicio de la construcción de la mayor planta de biocombustibles de segunda generación del sur de Europa junto a Bio-Oils. Sin embargo, las mayores inversiones han elevado la deuda neta un 3%, a 2.344 millones.